高增趨勢初現，發(fā)展模式多樣
應用場(chǎng)景：傳統工商業(yè)企業(yè)配儲，新場(chǎng)景不斷涌現
工商業(yè)儲能是用戶(hù)側儲能的典型應用，主要應用場(chǎng)景可以分為三類(lèi)：工商業(yè)企業(yè)單獨配儲、 光儲充一體化、微電網(wǎng)。工商業(yè)儲能的客戶(hù)群體為工業(yè)或者商業(yè)終端，傳統的應用場(chǎng)景是 在工業(yè)園區、商業(yè)中心、數據中心、通信基站、行政大樓、醫院、學(xué)校、住宅等終端加裝 儲能，用于峰谷套利，備用電源，需量管理，需求側響應等。其規模介于戶(hù)用儲能和大儲 之間，產(chǎn)品形式一般為一體柜式。
光儲充一體化有效緩解了充電站對電網(wǎng)的沖擊。隨著(zhù)電動(dòng)車(chē)的不斷普及，用戶(hù)對于充電需 求不斷增加，但多個(gè)高功率充電樁同時(shí)運營(yíng)時(shí)，峰值功率較大，會(huì )對電網(wǎng)產(chǎn)生沖擊。光儲 充一體化電站是現階段最佳的解決方案，通過(guò)結合光伏與儲能，可實(shí)現充電站的能源由光 伏供給，提高光伏自發(fā)自用率。同時(shí)，大功率充電樁的功率沖擊，可通過(guò)儲能系統進(jìn)行平 抑，節省了改善輸電線(xiàn)路的成本。 微電網(wǎng)+儲能未來(lái)有望進(jìn)一步滲透。微電網(wǎng)既能節省輸變電過(guò)程的投資和損耗，也能兼具離 網(wǎng)和并網(wǎng)兩種運行模式，與大電網(wǎng)供電互為補充。在微電網(wǎng)場(chǎng)景中，通常有光伏、風(fēng)電等 多種電源，儲能作為其中的中間環(huán)節，起到平衡電源供應和負荷需求的作用?，F階段微網(wǎng) 儲能可以分為偏遠地區微網(wǎng)和工業(yè)園區微網(wǎng)兩類(lèi)，偏遠地區主要通過(guò)微網(wǎng)配儲來(lái)彌補供電 的不穩定性，多出現于海島地區;而園區微網(wǎng)主要以工業(yè)園區為節點(diǎn)，實(shí)現節點(diǎn)內的能源 優(yōu)化。隨著(zhù)分布式新能源發(fā)電的逐步推廣，微電網(wǎng)作為新能源就地消納的方式，有望實(shí)現 進(jìn)一步滲透。
產(chǎn)業(yè)階段：發(fā)展尚在初期，高增趨勢初現
中國工商業(yè)儲能仍處于發(fā)展初期，盈利性項目占比有明顯提升。我國工商業(yè)儲能仍處在發(fā) 展初期階段，根據中電聯(lián)數據，截至 2022 年底，我國已投運的電化學(xué)儲能電站累計裝機 14.05GWh，其中工商業(yè)儲能總規模為 1.81GWh，相較電源側和電網(wǎng)側規模仍處于較低水 平。從 2022 年新增裝機來(lái)看，全年用戶(hù)側儲能新增裝機 596 MWh，其中以盈利為目的的 工商業(yè)/EV 充電站/產(chǎn)業(yè)園等儲能場(chǎng)景共占約 90%，盈利性項目占比有明顯提升。隨著(zhù)工商 業(yè)儲能的經(jīng)濟性逐步明朗，商業(yè)化落地開(kāi)始加速起步。
多因素推動(dòng)，23 年高增趨勢初現。根據能源電力說(shuō)公眾號的不完全統計，僅 2023 年 7-11 月，國內工商業(yè)儲能備案項目個(gè)數達 1305 個(gè)。從工商業(yè)分布較為集中的廣東、浙江、江蘇 三個(gè)省份來(lái)看，月度備案項目數量均呈現大幅上升趨勢。據不完全統計，2023 年以來(lái)我國 工商業(yè)儲能備案規模已經(jīng)達到 3.46GW/9.26GWh。工商業(yè)儲能高速增長(cháng)的勢頭已經(jīng)初步顯 現，2023 年成為國內工商儲的放量元年。
盈利模式：峰谷套利為主，多種模式加持
經(jīng)濟性是工商業(yè)企業(yè)參與儲能項目的主要驅動(dòng)因素。不同于大儲需求由政策端驅動(dòng)，以調 峰調頻為主要目的，工商業(yè)儲能主要用來(lái)滿(mǎn)足企業(yè)自身的電力需求，在峰谷電價(jià)機制下進(jìn) 行套利，或者實(shí)現光伏的最大化自發(fā)自用。經(jīng)濟性是工商業(yè)儲能發(fā)展的主要驅動(dòng)因素，具 體而言，目前工商業(yè)儲能主要有峰谷套利、需量管理、需求響應、政策補貼四種獲利模式。 借助分時(shí)電價(jià)機制獲取充放收益，是工商業(yè)儲能獲利的最主要途徑。峰谷電價(jià)也稱(chēng)“分時(shí) 電價(jià)”，是在用電高峰和低谷時(shí)段收取不同電價(jià)的一種制度，即用電單位較集中、供電緊張 時(shí)，按較高電價(jià)收取電費;用電單位較少、供電較充足時(shí)，按較低電價(jià)收取電費。而峰谷 套利指用戶(hù)在用電低谷時(shí)用便宜的谷電價(jià)對儲能電池進(jìn)行充電，在用電高峰時(shí)由儲能電池 向外放電，收取較高的峰電價(jià)格，從而從電價(jià)差中獲取收益。隨著(zhù)分時(shí)電價(jià)機制在我國多 地開(kāi)始實(shí)行，部分地區峰谷價(jià)差快速拉大，工商儲項目已經(jīng)具有很好的經(jīng)濟性。根據 GGII， 在廣東、浙江等區域自用項目中，采用峰谷套利盈利方式的占比達到 90%以上。
此外，在有序限電壓力下，工商業(yè)儲能可以承擔起備用電源的重要角色。自 2022 年以來(lái)， 多個(gè)省份相繼發(fā)布了限電文件，實(shí)施通過(guò)間歇或按時(shí)供電以臨時(shí)減少客戶(hù)用電負荷的有序 限電措施，給部分地區的工商業(yè)企業(yè)帶來(lái)了用電壓力。而在對電力供應連續性要求較高的 應用情景下，當電網(wǎng)停電時(shí)，已配置的工商業(yè)儲能系統可以作為備用電源替代傳統的 UPS 電源應對突發(fā)停電事故，為不斷電負載提供堅實(shí)的后備電源保障。
投資營(yíng)運模式：當前以合同能源管理為主
工商儲的主要參與者涉及三方：業(yè)主方(用電企業(yè))、投資運營(yíng)方和金融機構。業(yè)主方在此 過(guò)程中會(huì )提供場(chǎng)地及變壓器資源等;投資方是最核心的參與者，一般會(huì )兼任運維職責;金 融機構會(huì )在某些項目中介入來(lái)為項目提供現金流。由此，在實(shí)際投資運營(yíng)過(guò)程中，根據承 擔角色的不同衍生出 4 種投資運營(yíng)模式，分別為業(yè)主自投資、純租賃、合同能源管理、融 資租賃+合同能源管理。 業(yè)主自投資模式對業(yè)主的要求較高。業(yè)主自投資模式指由業(yè)主(用電企業(yè))購買(mǎi)并運維儲 能。在這種模式下，用電企業(yè)需要承擔較大的現金流風(fēng)險及缺乏專(zhuān)業(yè)團隊運維帶來(lái)的風(fēng)險， 但同時(shí)能夠獲得更多的收益，且部分業(yè)主還能獲得政府下發(fā)的能源轉型補貼。因此業(yè)主自 投資模式更適合資金實(shí)力強，或者能耗高、能源轉型意愿強的大型工商業(yè)用戶(hù)。 純租賃模式滿(mǎn)足業(yè)主輕資產(chǎn)運營(yíng)需求。純租賃模式是用電企業(yè)向儲能資產(chǎn)方進(jìn)行設備租賃。 用電企業(yè)向資產(chǎn)方支付固定的租金，儲能產(chǎn)生的收益全部由用電企業(yè)獲得。儲能資產(chǎn)方在 租賃過(guò)程中也會(huì )提供對設備的維保服務(wù)。儲能資產(chǎn)始終由資產(chǎn)方持有，但工商業(yè)企業(yè)也能 通過(guò)協(xié)議向資產(chǎn)方買(mǎi)斷設備所有權。這種模式適用于用電企業(yè)想要短期參與，或者對輕資 產(chǎn)運行需求較高的企業(yè)。但這種模式對儲能設備的抗衰減性能、便捷移動(dòng)性能都有比較高 的要求。
合同能源管理是目前市場(chǎng)最常見(jiàn)的模式。合同能源管理模式下，由能源服務(wù)方購買(mǎi)并持有 儲能，以能源服務(wù)的方式將儲能提供給用電企業(yè)，用電企業(yè)只需提供土地，而儲能帶來(lái)的 收益由能源服務(wù)方和業(yè)主按照 90%:10%或者 85%:15%等比例分享。對業(yè)主來(lái)說(shuō)，這種營(yíng) 運模式投資風(fēng)險較低，同時(shí)能源服務(wù)方往往是運營(yíng)經(jīng)驗豐富的能源公司、儲能設備商等， 在系統運營(yíng)方面也更能發(fā)揮專(zhuān)業(yè)優(yōu)勢。由于目前工商業(yè)儲能處在市場(chǎng)初期，下游業(yè)主對風(fēng) 險較為敏感，因此低風(fēng)險的合同能源管理為最常見(jiàn)的投資營(yíng)運模式。 融資租賃+合同能源管理結合了兩種模式的優(yōu)勢。相較于合同能源管理模式，融資租賃+合 同能源管理引入了融資租賃方，向能源服務(wù)方和用電企業(yè)提供儲能資產(chǎn)出租，從而降低了 能源服務(wù)方和業(yè)主的現金流壓力。同時(shí)，能夠發(fā)揮能源服務(wù)方在系統運營(yíng)方面的專(zhuān)業(yè)優(yōu)勢。 此模式涉及參與方較多，存在多種子模式，未來(lái)隨著(zhù)資產(chǎn)方對儲能盈利的信心提升，這種 模式有望得到進(jìn)一步推廣。
子模式 1：融資租賃方直接向能源服務(wù)方進(jìn)行投資，而非業(yè)主。融資租賃方根據其與能源服 務(wù)方的約定從設備方處選擇、購買(mǎi)儲能設施，并將儲能設施出租于能源服務(wù)方。能源服務(wù) 方可以利用該等儲能設施為業(yè)主提供能源服務(wù)，與業(yè)主按照約定的比例分享儲能收益，能 源服務(wù)方進(jìn)而以部分收益向融資租賃方進(jìn)行還款。租賃期限屆滿(mǎn)后，能源服務(wù)方獲得該儲 能設施的所有權。子模式 2：能源服務(wù)方向融資租賃方銷(xiāo)售儲能設施，并出租于業(yè)主。租賃 期間，儲能設施的所有權歸融資租賃方，業(yè)主享有使用權，到期后業(yè)主可獲得儲能設施的 所有權。能源服務(wù)方則主要為業(yè)主提供儲能設施建設、運維等服務(wù)，且可以從融資租賃方 處以設備銷(xiāo)售與運維的名目獲得相應的對價(jià)。
峰谷套利疊加補貼收益，降本助力經(jīng)濟性凸顯
2023 年以來(lái)，隨著(zhù)國內工商儲政策不斷催化，各地分時(shí)電價(jià)政策落地、峰谷價(jià)差拉大，儲 能投資成本下降，工商業(yè)儲能的經(jīng)濟性逐步顯現，行業(yè)開(kāi)始快速發(fā)展，2023 年成為工商業(yè) 儲能的發(fā)展元年。
峰谷價(jià)差拉大，成本下降帶來(lái)高套利空間
國家發(fā)改委推動(dòng)合理拉大峰谷電價(jià)差，引導電力用戶(hù)削峰填谷。2021 年 7 月，國家發(fā)改委 印發(fā)《關(guān)于進(jìn)一步完善分時(shí)電價(jià)機制的通知》，部署各地進(jìn)一步完善分時(shí)電價(jià)機制，合理拉 大峰谷電價(jià)價(jià)差，為引導電力用戶(hù)削峰填谷、促進(jìn)儲能加快發(fā)展釋放了清晰強烈的價(jià)格信 號：(1)優(yōu)化峰谷電價(jià)機制：積極優(yōu)化峰谷電價(jià)機制，科學(xué)劃分峰谷時(shí)段，合理確定峰谷 電價(jià)價(jià)差，系統峰谷差率超過(guò) 40%的地方，峰谷電價(jià)價(jià)差原則上不低于 4:1;其他地方原 則上不低于 3:1。(2)建立尖峰電價(jià)機制：在峰谷電價(jià)的基礎上推行尖峰電價(jià)機制，主要基 于系統最高負荷情況合理確定尖峰時(shí)段，尖峰電價(jià)在峰段電價(jià)基礎上上浮比例原則上不低 于 20%?？蓞⒄占夥咫妰r(jià)機制建立深谷電價(jià)機制。隨后，各省市分時(shí)電價(jià)政策步入快速完 善期，出臺相關(guān)政策調整峰谷時(shí)段劃分和電價(jià)浮動(dòng)比例。
峰谷電價(jià)差呈現擴大趨勢，套利空間持續凸顯。根據儲能研究院的數據統計，2023 年 12 月全國近八成的地區峰谷價(jià)差環(huán)比增長(cháng)，約五成的地區峰谷價(jià)差同比增長(cháng)。截至 2023 年 12 月，峰谷電價(jià)差≥4:1 的省份達 17 個(gè)(山東、貴州、福建、云南為 2024 年 1 月 1 日執行的分時(shí)電價(jià)新政策數據);2023 年 12 月平均峰谷價(jià)差達0.7 元/kWh 的地區達 25 個(gè)，其 中，深圳、江蘇、湖南、湖北平均峰谷價(jià)差均在 1 元/kWh 以上。
峰谷時(shí)段持續優(yōu)化，多省份滿(mǎn)足兩充兩放。根據各地區的分時(shí)電價(jià)策略，我們梳理出其對 應的峰谷套利策略，超 20 個(gè)省份已滿(mǎn)足兩充兩放的充放電策略，浙江、山西、新疆由于午 時(shí)為低谷電價(jià)，可實(shí)現 2 次“谷充峰放”策略，其余多數省份可采用“谷充峰放+平充峰放” 策略。江蘇、黑龍江、福建、翼北可實(shí)現三充三放(2.5 次滿(mǎn)充放)。多省份已經(jīng)具備較為 優(yōu)越的投資經(jīng)濟性。
浙蘇粵套利收益高，驅動(dòng)行業(yè)高增
浙蘇粵工商儲經(jīng)濟性?xún)?yōu)越，支撐行業(yè)快速發(fā)展。我們就當前發(fā)展較好的浙江、江蘇和廣東 的工商儲項目進(jìn)行了詳細的經(jīng)濟性測算。我們假設配置 2h 工商業(yè)儲能系統的項目，變壓器 容量滿(mǎn)足儲能充電需求，項目 EPC 投資成本為 1.50 元/Wh，每天 2 次充放，年工作天數 330 天，放電深度 DoD 為 85%，系統每年運維費率 2%。以 2023 年 12 月各地的代理購電 電價(jià)、參照各地全年的分時(shí)電價(jià)政策，計算得出全年加權峰谷價(jià)差，測算項目經(jīng)濟性。其 中，浙江省大工業(yè)/廣東省/江蘇省≥315KVA/浙江一般工商業(yè)的儲能項目在無(wú)杠桿、僅考慮 峰谷套利收益的情況下 IRR 分別為 12.77%/8.05%/7.37%/7.01%，具備優(yōu)越的經(jīng)濟性。
1)浙江大工業(yè)：我們統計了其各種電壓等級下的 2023 年 12 月尖峰、高峰、低谷電價(jià)，通 過(guò)算數平均的尖峰、高峰、低谷電價(jià)分別為 1.1424 元/kWh、0.8759 元/kWh、0.2983 元/kWh。 浙江大工業(yè)全年 12 個(gè)月均可采用“谷充尖放”的 2 次充放模式，全年加權平均放電電價(jià)為 1.1424 元/kWh，全年加權平均充電電價(jià)為 0.2983 元/kWh，全年加權平均電價(jià)差為 1.1424-0.2983≈0.8441 元/kWh。無(wú)杠桿、僅考慮峰谷套利的情況下，項目 IRR 為 12.77%。
2)浙江一般工商業(yè)：我們統計了其在單一制、兩部制和各種電壓等級下的 2023 年 12 月 尖峰、高峰、低谷電價(jià)，通過(guò)算數平均的尖峰、高峰、低谷電價(jià)分別為 1.2197 元/kWh、0.8386 元/kWh、0.3604 元/kWh。浙江一般工商業(yè)全年 12 個(gè)月均可采用“谷充峰放+谷充尖放” 的 2 次充放模式，全年加權平均放電電價(jià)為(1.2197+0.8386)/2≈1.0292 元/kWh，全年 加權平均充電電價(jià)為 0.3604 元/kWh，全年加權平均電價(jià)差為 1.0291-0.3604≈0.6688 元 /kWh。無(wú)杠桿、僅考慮峰谷套利的情況下，項目 IRR 為 7.01%。
3)江蘇省≥315KVA：我們統計了其在單一制、兩部制和各種電壓等級下的 2023 年 12 月 尖峰、高峰、平時(shí)、低谷電價(jià)，通過(guò)算數平均的尖峰、高峰、平時(shí)、低谷電價(jià)分別為 1.3378 元/kWh、1.1148 元/kWh、0.6569 元/kWh、0.2852 元/kWh。江蘇省≥315KVA 用戶(hù) 7、8 月可采用“谷充峰放+谷充尖放+平充峰放+平充尖放”的 2 次充放模式、1、12 月可采用“谷 充尖放+平充尖放”的 2 次充放模式、其他月份可采用“谷充峰放+平充峰放”的 2 次充放 模式，全年加權平均放電電價(jià)為(1.3378+1.1148)/2*2/12+1.3378*2/12+1.1148*8/12≈ 1.1706 元/kWh，全年加權平均充電電價(jià)為(0.6569+0.2852)/2≈0.4710 元/kWh,全年加 權平均電價(jià)差為 1.1706-0.4710≈0.6995 元/kWh。無(wú)杠桿、僅考慮峰谷套利的情況下，項 目 IRR 為 7.37%。
4)江蘇省[100kVA,315kVA)：我們統計了其在單一制、兩部制和各種電壓等級下的 2023 年 12 月尖峰、高峰、平時(shí)、低谷電價(jià)，通過(guò)算數平均的尖峰、高峰、平時(shí)、低谷電價(jià)分別 為1.3378元/kWh、1.1148元/kWh、0.6569元/kWh、0.2852元/kWh。江蘇省[100kVA,315kVA) 用戶(hù)全年 12 個(gè)月均可采用“谷充峰放+平充峰放”的 2 次充放模式，全年加權平均放電電 價(jià)為 1.1148 元/kWh，全年加權平均充電電價(jià)為(0.6569+0.2852)/2≈0.4710 元/kWh，全 年加權平均電價(jià)差為 1.1148-0.4710≈0.6438 元/kWh。無(wú)杠桿、僅考慮峰谷套利的情況下， 項目 IRR 為 5.57%。
5)廣東：我們統計了廣東(東西兩翼地區)、廣東(惠州市)、廣東(江門(mén)市)、廣東(粵 北山區)、廣東(珠三角五市)在單一制、兩部制和各種電壓等級下的 2023 年 12 月尖峰、 高峰、平時(shí)、低谷電價(jià)，通過(guò)算數平均的尖峰、高峰、平時(shí)、低谷電價(jià)分別為 1.4383 元/kWh、 1.1560 元/kWh、0.6914 元/kWh、0.2798 元/kWh。廣東 7-9 月可采用“谷充峰放+谷充尖 放+平充尖放+平充尖放”的 2 次充放模式，其他月份可采用“谷充峰放+平充峰放”的 2 次充放模式，全年加權平均放電電價(jià)為(1.4383*3/4+1.1560*1/4)*3/12+1.1560*9/12≈ 1.2090 元/kWh，全年加權平均充電電價(jià)為(0.6914+0.2798)/2≈0.4856 元/kWh，全年加 權平均電價(jià)差為 1.2090-0.4856≈0.7234 元/kWh。無(wú)杠桿、僅考慮峰谷套利的情況下，項 目 IRR 為 8.05%。
不同投資運營(yíng)模式下各方收益測算
我們以浙江省大工業(yè) 1-10(20)kV 用戶(hù)的 0.5MW/1MWh 工商儲項目為例，其他假設不變， 分別測算了業(yè)主自投資、純租賃、合同能源管理、融資租賃+合同能源管理模式中各參與方 的收益情況。
1)業(yè)主自投資模式：由業(yè)主購買(mǎi)并運維儲能，業(yè)主 10 年累計收益為 116.97 萬(wàn)元，項目 IRR 為 14.02%。
2)純租賃模式：假設業(yè)主以固定租金 300 元/kWh/年的價(jià)格向設備商進(jìn)行設備租賃，業(yè)主 10 年累計收益為 30.60 萬(wàn)元，設備商 10 年累計收益為 86.37 萬(wàn)元，設備商 IRR 為 10.14%。 當租金在 280~320 元/kWh/年的價(jià)格區間內波動(dòng)時(shí)，對應設備商 IRR 區間為 8.76%~11.49%。
3)合同能源管理模式：由能源服務(wù)方購買(mǎi)并持有儲能，業(yè)主提供土地。儲能帶來(lái)的收益由 業(yè)主和能源服務(wù)方按照 15：85 分成時(shí)，業(yè)主累計收益為 17.54 萬(wàn)元，能源服務(wù)方累計收益 為 99.42 萬(wàn)元，能源服務(wù)方 IRR 為 12.02%。當業(yè)主方分成比例在 10%~20%之間時(shí)，能源 服務(wù)方的 IRR 在 12.69%~11.34%之間波動(dòng)。
4)融資租賃+合同能源管理模式：在子模式 1 下，能源服務(wù)方為投資主體，引入融資租賃 方，在貸款利率為 5.5%、貸款比例為 70%時(shí)，項目 IRR 為 14.60%，資本金 IRR 為 22.60%。 能源服務(wù)方和業(yè)主按照 85：15 分享儲能收益時(shí)，業(yè)主累計收益為 15.66 萬(wàn)元，能源服務(wù)方 累計收益為 88.75 萬(wàn)元，能源服務(wù)方 IRR 為 19.02%。
結論：1)業(yè)主自投資模式：業(yè)主購買(mǎi)并運維儲能，承擔的風(fēng)險大，相應的回報也高。2) 純租賃模式：業(yè)主以固定租金進(jìn)行設備租賃，承擔的風(fēng)險小，收益相對較低。3)合同能源 管理模式：業(yè)主只提供土地和變壓器資源等，和能源服務(wù)方以一定比例分享收益，承擔的 風(fēng)險最小、收益最低。4)融資租賃+合同能源管理模式：引入了融資租賃方，投資方在加 杠桿后獲取的收益明顯得到提升。
電芯成本下降，配儲成本大幅降低
儲能投資成本較年初大幅下降，帶動(dòng)經(jīng)濟性顯著(zhù)提升。根據 CNESA 統計，2023 年 12 月 儲能系統中標平均價(jià)格為 0.790 元/Wh，較 2 月最高點(diǎn)(1.529 元/Wh)下降了 48.3%;儲 能 EPC 中標平均價(jià)格約 1.387 元/Wh，較 2 月最高點(diǎn)(1.922 元/Wh)下降了 27.8%。儲 能系統/EPC 價(jià)格下降主要有兩方面因素：1)碳酸鋰價(jià)格下行帶動(dòng)電芯成本大幅下降。碳 酸鋰自 2022 年底起持續降價(jià)，截止 24 年 1 月 4 日，碳酸鋰價(jià)格為 10.1 萬(wàn)元/噸，較 2022 年 11 月最高點(diǎn)(57.00 元/Wh)下降 82.3%，280Ah 方形儲能電池價(jià)格為 0.44 元/Wh，同 比-54.2%。2)行業(yè)競爭激烈，產(chǎn)業(yè)鏈利潤壓縮。儲能行業(yè)的超高速增長(cháng)吸引了多方企業(yè)涌 入，產(chǎn)能快速擴張，行業(yè)競爭十分激烈，諸多企業(yè)不得已選擇了價(jià)格換份額的市場(chǎng)策略， 謀求在行業(yè)大洗牌中站住腳跟，投標報價(jià)頻現新低。儲能投資成本是影響項目經(jīng)濟性的關(guān) 鍵因素，成本端下行能夠帶動(dòng)需求端顯著(zhù)提升。
我們維持前文假設，以浙江省大工業(yè) 1-10(20)kV 用戶(hù)的工商儲項目為例，在無(wú)杠桿、僅 考慮峰谷套利的兩充兩放情況下，假設峰谷價(jià)差為 0.8 元/kWh，隨著(zhù)儲能系統單位投資成 本從 1.8 元/kW 下降至 1.2 元/kW 時(shí)，IRR 從 7.30%提升至 16.56%。
峰谷價(jià)差、儲能系統單價(jià)、貸款比例以及電芯循環(huán)次數是對工商儲經(jīng)濟性影響最大的四大 因素。更進(jìn)一步，我們對僅考慮峰谷套利的兩充兩放模型中涉及的各個(gè)關(guān)鍵變量詳細地進(jìn) 行了敏感性分析。我們假設基本場(chǎng)景下，峰谷價(jià)差為 0.8 元/kWh，儲能單價(jià)為 1.5 元/Wh， 充放電深度為 85%，循環(huán)次數為 6600 次(對應年工作天數 330 天)，運維費率為 2%，貸 款比例和利率為 70%和 5.5%。我們得出的結論為，按照 IRR 潛在優(yōu)化空間大小的參數排 序為峰谷價(jià)差>儲能系統單價(jià)>貸款比例>電芯循環(huán)次數> 運維費率 >充放電深度>貸款利 率，峰谷價(jià)差、儲能系統單價(jià)、貸款比例以及電芯循環(huán)次數對工商儲經(jīng)濟性的影響較大。
補貼亦是重要獲利來(lái)源，多模式增厚收益
政策補貼是現階段重要獲利來(lái)源
多地出臺補貼政策，進(jìn)一步提升工商業(yè)儲能的經(jīng)濟性。全國各地方政府對工商業(yè)儲能的直 接資金補貼扶持、稅收政策、市場(chǎng)準入政策逐步明朗，自 2022 年起，浙江、江蘇、廣東、 安徽等 11 省為推動(dòng)工商儲項目建設，發(fā)布了 50 余項工商業(yè)儲能補貼政策，鼓勵工商業(yè)用 戶(hù)興建儲能電站。其中，浙江溫州、江蘇溧陽(yáng)、重慶市銅梁區等地方政策支持力度較大。 補貼形式主要以放電補貼、容量補貼和投資補貼為主。放電補貼方面，浙江溫州、江蘇溧 陽(yáng)政策補貼力度較大，按照實(shí)際放電量給予儲能運營(yíng)主體 0.8 元/kWh 的補貼，其他地區普 遍在 0.3-0.5 元/kWh。容量補貼方面，補貼標準基本在 100-300 元/kW 之間，普遍以一次 性補貼為主，也有部分地區采取三年退坡補貼以及多年連續補貼等方式。投資補貼方面， 補貼比例在 2%-30%之間，單個(gè)項目補貼限額在 30-3000 萬(wàn)元之間，多為一次性補貼。
實(shí)現動(dòng)態(tài)擴容，需量管理降低基本電費
第三監管周期電價(jià)改革鼓勵用戶(hù)配儲，優(yōu)化最大需量降低基本電費。2023 年 5 月 15 日， 國家發(fā)改委印發(fā)《國家發(fā)展改革委關(guān)于第三監管周期省級電網(wǎng)輸配電價(jià)及有關(guān)事項的通知》， 輸配電價(jià)的改革利于引導電價(jià)機制合理化，倒逼工商業(yè)用戶(hù)進(jìn)行需量管理：(1)明確單一 制和兩部制電價(jià)執行范圍：①用電容量在 100 千伏安及以下的，執行單一制電價(jià);②100 千伏安至 315 千伏安之間的，可選擇執行單一制或兩部制電價(jià);③315 千伏安及以上的， 執行兩部制電價(jià)，現執行單一制電價(jià)的用戶(hù)可選擇執行單一制電價(jià)或兩部制電價(jià)。(2)建 立負荷率激勵約束機制：選擇執行需量電價(jià)計費方式的兩部制用戶(hù)，每月每千伏安用電量 達到 260 千瓦時(shí)及以上的，當月需量電價(jià)按核定標準 90%執行。需量電價(jià)的優(yōu)惠有助于引 導用戶(hù)根據自身負荷合理報裝容量，提升變壓器利用率。
配儲不僅可以減少變壓器擴容建設成本，還可以減少后期的固定容量/需量電費，通過(guò)儲能 實(shí)現動(dòng)態(tài)擴容。國內大部分地區的工商業(yè)用戶(hù)均實(shí)施兩部制電價(jià)，即工商業(yè)用戶(hù)電費成本= 基本電費+電度電費=基本電價(jià)×用電容量(或需量)+電度電價(jià)×用電量。其中，在基本電價(jià)部分，用戶(hù)可以根據實(shí)際用電情況選擇容量計費或需量計費，按照電力用戶(hù)的變壓器容 量(kV·A)以及最大需量(kW)進(jìn)行計算，為每個(gè)月固定的費用。在電度電價(jià)部分，根 據用戶(hù)的實(shí)際用電量進(jìn)行計算。工商業(yè)用戶(hù)配置儲能系統后，在用戶(hù)的用電低谷時(shí)儲能， 在用電高峰時(shí)放電，從而降低用戶(hù)的尖峰功率以及最大需量，使工商業(yè)用戶(hù)的實(shí)際用電功 率曲線(xiàn)更加平滑，降低企業(yè)在高峰時(shí)的最大需量功率，對用電曲線(xiàn)進(jìn)行削峰填谷。
案例：假設某江蘇兩部制 35kV 用戶(hù)選擇執行需量電價(jià)計費方式，配置 0.5MW/1MWh 的儲 能將直接減少高峰負荷，最大需量將降低 0.5MW/月，從而每月減少基本電費 2.4 萬(wàn)元，全 年可節省基本電費 36 萬(wàn)元，若該用戶(hù)每月每千伏安用電量達到 260 千瓦時(shí)及以上，當月需 量電價(jià)則按標準 90%執行，進(jìn)一步降低當月電費價(jià)格。
需求側響應政策涌現，增厚工商儲收益
需求側響應主要通過(guò)主動(dòng)減少高峰用電獲得補貼。電力需求響應指在電力市場(chǎng)價(jià)格明顯變 化，或系統安全可靠性存在風(fēng)險時(shí)，電力用戶(hù)根據價(jià)格或激勵措施，暫時(shí)改變其用電行為， 減少或增加用電，從而促進(jìn)電力供需平衡、保障電網(wǎng)穩定運行、抑制電價(jià)上升的短期行為。 電網(wǎng)對需求響應一般直接采用激勵政策和補償方式，誘導用戶(hù)參與系統需要的負荷削減項 目。比如在用電高峰需要削減負荷時(shí)，用戶(hù)通過(guò)調整或者削減用電，或者運行分布式發(fā)電 機，降低負荷，以此獲得電費折扣或者直接得到“獎金”。
需求響應政策涌現，增厚工商儲收益。2023 年 9 月 27 日，國家發(fā)改委等多部委聯(lián)合印發(fā) 新修訂的《電力需求側管理辦法(2023 年版)》并于 2023 年 10 月 1 日起正式執行。(1) 積極拓寬需求響應主體范圍：鼓勵推廣新型儲能、分布式電源、電動(dòng)汽車(chē)、空調負荷等主 體參與需求響應。(2)明確提升需求響應能力：要求各省 2025 年需求響應能力達到最大用 電負荷的 3%~5%，其中年度最大用電負荷峰谷差率超過(guò) 40%的省份達到 5%或以上。(3) 健全電價(jià)組合政策工具：明確提出要健全尖峰電價(jià)、深谷電價(jià)、容量電價(jià)等電價(jià)組合政策 工具。(4)強化綜合能源服務(wù)商、負荷聚合商等新興經(jīng)營(yíng)主體培育。已有近 30 個(gè)省市因地 制宜制定需求側響應政策，明確用戶(hù)側儲能可通過(guò)包括獨立、負荷聚合商、虛擬電廠(chǎng)等多 種形式參與需求響應。用戶(hù)側需求響應已成為我國電力系統發(fā)展的確定性方向，工商儲作 為需求響應的重要組成部分，有望伴隨政策端的支持而更具發(fā)展動(dòng)力。
分布式配儲助力消納，政策頻發(fā)
分布式光伏并網(wǎng)容量緊張
分布式光伏快速發(fā)展，2023 前三季度總裝機 67.14GW，同比增速達 90.0%。2023Q1-3， 我國光伏發(fā)電新增裝機量 128.94GW，同比+145.1%;其中，分布式光伏裝機 67.14GW， 同比+90.0%，占總裝機量 52.1%(其中，工商業(yè)光伏：新增 34.16GW，同比增長(cháng) 82%; 戶(hù)用光伏：新增 32.97GW，同比增長(cháng) 99%)?？焖侔l(fā)展的分布式光伏，給電網(wǎng)消納帶來(lái)了 較大的壓力。
多地發(fā)布分布式光伏接網(wǎng)預警，電網(wǎng)消納成為“卡脖子”問(wèn)題。當前已經(jīng)有多地出現分布 式光伏消納飽和的情況。比如，根據廣州能源局 10 月 31 日公布的公告，廣州有 11 個(gè)縣市 電網(wǎng)已無(wú)光伏接網(wǎng)容量，13 個(gè)縣市小于 0.5GW。根據河南省能源大數據中心公布的信息， 18 地市可開(kāi)放容量 8.58GW，大部分地區已經(jīng)接近或達到光伏承載力飽和狀態(tài)。根據 23 年 7 月份公布的《國網(wǎng)遼寧省電力有限公司關(guān)于分布式電源接入電網(wǎng)承載力評估的報告》， 202 遼寧營(yíng)口市分布式光伏剩余可開(kāi)放容量 0.98GW，遠低于計劃并網(wǎng)的光伏容量 (1.53GW)。根據《聊城市分布式光伏發(fā)展專(zhuān)項規劃(2023-2035 年)》，截止 23 年 4 月， 聊城剩余可開(kāi)放容量為 4.56GW。根據河北省南網(wǎng)統計，截至 2022 年 11 月，河北南網(wǎng) 104 個(gè)縣中已有 53 個(gè)縣無(wú)分布式光伏接入空間，其他 51 個(gè)縣剩余接入空間也只有 2.065GW。
配儲成為重要的調節手段
國家層面——《關(guān)于印發(fā)開(kāi)展分布式光伏接入電網(wǎng)承載力及提升措施評估試點(diǎn)工作的通知》 2023 年 6 月，國家能源局發(fā)布《關(guān)于印發(fā)開(kāi)展分布式光伏接入電網(wǎng)承載力及提升措施評估 試點(diǎn)工作的通知》，擬在全國范圍選取部分典型省份開(kāi)展分布式光伏接入電網(wǎng)承載力及提升 措施評估試點(diǎn)工作，為全面推廣相關(guān)政策措施奠定基礎，選擇山東、黑龍江、河南、浙江、 廣東、福建 6 個(gè)試點(diǎn)省份，每個(gè)省選取 5-10 個(gè)試點(diǎn)縣(市)開(kāi)展試點(diǎn)工作。試點(diǎn)工作時(shí) 間為期 1 年。 文件中提到，針對分布式光伏接入存在困難縣(市)，從電網(wǎng)、負荷、電源側提出提升分布 式光伏接網(wǎng)能力措施方案。 1)電網(wǎng)側提升措施：結合分布式光伏總體規模、總體布局和接入方式，分電壓等級提出電 網(wǎng)建設改造升級方案，研究布局獨立儲能電站對提升分布式接網(wǎng)能力影響，測算分布式光 伏接入能力提升效果。 2)負荷側提升措施：根據各地區未來(lái)電力需求增長(cháng)預期，結合電力負荷特性，綜合考慮采 取用戶(hù)側配置儲能、參與需求側響應等措施對提高分布式光伏接納能力的影響，測算分布 式光伏接入能力提升效果。 3)電源側提升措施：針對各地區電源規模、裝機結構、電源出力特性，分析研究采取常規 電源靈活性改造、新增調節電源、電源側配置儲能系統、加強分布式光伏調控等措施對提 升系統接納分布式光伏能力的影響，并測算接入能力提升效果。
地方層面——發(fā)布分布式光伏配儲政策
開(kāi)放容量不足情況下，多地發(fā)布分布式光伏配儲政策。在各地分布式光伏接網(wǎng)容量緊張的 情況下，分布式配儲成為很多省市自救的消納手段。截至 23 年 11 月，全國已有 12 個(gè)省/ 自治區出臺了分布式配儲的相關(guān)政策，超過(guò) 10 個(gè)區域提出了明確的配儲比例，配儲比例在 10-30%不等。
河北案例：以河北省發(fā)改委公示的河北省 2023 年地面分布式光伏擬安排項目來(lái)看，共計 302 個(gè) 項 目 ，總 規模 1.43GW ，其中 131 個(gè) 項目 承諾 按要 求配 置儲 能，總規模 104MW/204MWh。需要注意的是，131個(gè)承諾按要求配儲的地面分布式光伏項目，均位于 無(wú)開(kāi)放容量區，而在可開(kāi)放容量范圍內的 171個(gè)項目均無(wú)需承諾配置儲能。
皖鄂湘具備發(fā)展潛力，工商儲市場(chǎng)有望高增
兼具優(yōu)越收益與工業(yè)基礎，皖鄂湘具備發(fā)展空間
工商業(yè)儲能目前主要的獲利來(lái)源是峰谷套利及政策補貼，能夠實(shí)現工商業(yè)儲能大規模發(fā)展 的地區除了需要具備較大的峰谷價(jià)差及/或較好的補貼以外，還需要具備較好的工業(yè)基礎。 我們綜合考慮以上幾個(gè)方面來(lái)探究哪些地區具備工商業(yè)儲能發(fā)展空間。 兩充兩放模式應用普遍，多地區投資經(jīng)濟性?xún)?yōu)越。梳理了各地區對應的峰谷套利策略，發(fā)現超 20 個(gè)省份已滿(mǎn)足兩充兩放的充 放電策略，浙江、山西、新疆由于午時(shí)為低谷電價(jià)，可實(shí)現 2 次“谷充峰放”策略，其余 多數省份可采用“谷充峰放+平充峰放”策略。更進(jìn)一步，我們以 2023 年 12 月份的“谷平 峰尖”電價(jià)為基準，充分考慮了各地區不同月份的不同充放策略，從而對全年的峰谷價(jià)差 進(jìn)行加權計算，維持前文基本參數假設，不考慮杠桿，僅考慮峰谷套利的獲利方式，發(fā)現 浙江、廣東、上海、安徽、江蘇、湖北、湖南、海南采用兩充兩放后 IRR 達 5.7%以上，投 資經(jīng)濟性較優(yōu)越。
在前文的基本假設下，加入杠桿因素，假設貸款比例為 70%，貸款利率為 5.5%，我們對前 文測算的投資經(jīng)濟性較為優(yōu)越的浙江、廣東、上海、安徽、江蘇、湖北、湖南、海南省份 再次進(jìn)行測算，發(fā)現上述省份工商儲的項目 IRR 達 6.30%及以上、資本金 IRR 達 6.85%及 以上，在加入杠桿后，上述省份的工商儲項目經(jīng)濟性提升顯著(zhù)。
廣東、江蘇、浙江、山東工業(yè)規模領(lǐng)先其他省市。工商儲發(fā)展依賴(lài)于較好的工業(yè)發(fā)展基礎， 從規模以上工業(yè)企業(yè)數量來(lái)看，我國 31 個(gè)省區市中，廣東規模以上工業(yè)企業(yè)最多，達到 7.08 萬(wàn)家。此外還有江蘇、浙江、山東規模以上工業(yè)企業(yè)數量超過(guò) 3 萬(wàn)家。河南、安徽、福建、 湖南、湖北、河北、江西、四川規模以上工業(yè)企業(yè)數量在 2 萬(wàn)家左右。
綜合考慮充放策略、峰谷價(jià)差、政策補貼及工業(yè)發(fā)展情況，我們預計安徽、湖北、湖南的 工商儲項目具備較高經(jīng)濟性，具備較大工商儲發(fā)展潛力。
蘇浙皖鄂分時(shí)電價(jià)或具備一定可持續性
我們認為可再生能源發(fā)電占比及第三產(chǎn)業(yè)占比較高的省份，分時(shí)電價(jià)機制或具備一定可持 續性。市場(chǎng)目前對于分時(shí)電價(jià)機制的持續性比較擔心，因為國內電價(jià)政策通常是由宏觀(guān)政 策制定，而政策的變化對于終端用戶(hù)而言往往難以預知。但我們認為，或許可以從政策制 定的底層邏輯來(lái)對整體的方向性進(jìn)行判斷。整體來(lái)說(shuō)，我們認為分時(shí)電價(jià)機制主要是為了 調節供需間的不匹配問(wèn)題。供給端，可再生能源占比不斷提升，帶來(lái)日間能源的供需錯配; 需求端，第三產(chǎn)業(yè)用戶(hù)日內負荷曲線(xiàn)波動(dòng)更大，分時(shí)電價(jià)機制或與第三產(chǎn)業(yè)占比存在較高 相關(guān)性。
可再生能源滲透率提升，日內錯配倒逼分時(shí)電價(jià)改革。我國電源端可再生能源占比持續提 升，根據國網(wǎng)新能源云的數據，截至 2023 年 9 月，我國光伏累計裝機容量已達 521.06GW， 裝機容量占所有能源的比重達 18.67%。從地區情況來(lái)看，山東、河北、江蘇、河南、浙江 等省份裝機容量位居各省前列，有 13 個(gè)省份目前光伏裝機容量占所有能源裝機容量的比重 超過(guò) 20%。光伏發(fā)電具有日間周期性，顯著(zhù)影響電量供給，進(jìn)一步加大了電力錯配問(wèn)題。 以 重慶(光伏容量占比 4.18%)和浙江(光伏占比 24.67%)來(lái)看，中午為用電高峰期，重慶 將 11:00-13:00 設置為峰段;但浙江受中午時(shí)段光伏出力提升影響，11:00-13:00 為谷段。 隨著(zhù)光伏等新能源持續滲透，能源日內錯配將進(jìn)一步加劇，支撐電價(jià)分時(shí)機制。
峰谷價(jià)差掛鉤產(chǎn)業(yè)結構，第三產(chǎn)業(yè)占比高的省份日內負荷曲線(xiàn)波動(dòng)更大。從產(chǎn)業(yè)結構來(lái)看， 二產(chǎn)的工業(yè)用戶(hù)大多全天運作，日內電力負荷曲線(xiàn)較為平坦，而三產(chǎn)的商業(yè)用戶(hù)日內負荷 曲線(xiàn)波動(dòng)較大，各省市第二/三產(chǎn)業(yè)占 GDP 的比例不同會(huì )對需求端曲線(xiàn)的形態(tài)造成較大影 響。我們統計了各省市 2023 年 Q1-3 的第二/三產(chǎn)業(yè)分別占 GDP 的比例和加權峰谷價(jià)差， 發(fā)現目前的峰谷價(jià)差大體與第三產(chǎn)業(yè)占比走勢相同，但實(shí)際具體到單獨省份仍存在一定差 異。
江蘇、浙江、安徽、湖北分時(shí)電價(jià)機制或具備一定可持續性。我們將各省份的第三產(chǎn)業(yè) GDP 占比與光伏裝機容量占比數據繪制成散點(diǎn)圖，以第三產(chǎn)業(yè) GDP 占比 50%、光伏裝機容量占 比 20%為界劃分象限，處于第一象限的省份兩個(gè)指標均較高，在發(fā)電端與用電端同時(shí)具備 較高的波動(dòng)性，分時(shí)電價(jià)機制或具備一定可持續性。當前發(fā)展較好的江蘇、浙江，及我們 認為較具潛力的安徽、湖北均位于一象限(注：廣東無(wú)光伏裝機容量占比數據，第三產(chǎn)業(yè) 占比 56.5%)，湖南處于二象限，第三產(chǎn)業(yè)占比較高(54.7%)，但光伏裝機容量占比較小 (15.6%)。
分布式臺區配儲有較大發(fā)展潛力
分布式臺區配儲：臺區是指(一臺)變壓器的供電范圍或區域，臺區配儲是指在每個(gè)臺區 變壓器低壓側配儲能設施，實(shí)現對電能的儲存和釋放，以平衡電網(wǎng)負荷和提高供電可靠性， 在山東德州已有案例。戶(hù)用分布式光伏的過(guò)載發(fā)電量可不經(jīng)過(guò)變壓器直接存儲在儲能設備， 從而解決了變壓器的容量不足問(wèn)題，相當于實(shí)現了對變壓器的擴容功能。就運行策略來(lái)看， 臺區儲能主要是抵消中午光伏峰值發(fā)電的時(shí)段，減少光伏發(fā)電對臺區電壓的抬升和電網(wǎng)的 沖擊;放電時(shí)間設置在光伏不足負荷攀升階段，抵消臺區范圍內負荷攀升的影響，從調度 主體來(lái)看，單個(gè)臺區的儲能設備目前不需要接受電網(wǎng)調度，可以自行掌握充放電;多個(gè)臺 區的情況下則需要統一交給電網(wǎng)調度充放電時(shí)間和次數。
組件價(jià)格跌破 1 元/W，為增加的配儲成本提供充足容納空間。根據 11 月 26 日經(jīng)濟之聲系 列報道《光伏產(chǎn)品降價(jià)調查》，光伏組件最低價(jià)歷史性跌破 1 元/W，相比前期約 2 元/W 大 幅下降。目前，假設配儲要求 15%/2h，工商儲價(jià)格 1.5 元/Wh，單 W 光伏配儲增加的成本 約 0.45 元，組件成本的下降完全可以抵消臺區配儲的成本增加，且在不考慮配儲收益的前 提下仍具有較高經(jīng)濟性。 多臺區配儲可實(shí)現云儲聚合，帶來(lái)額外收益。以單臺區 100kW/200kWh 為例，當臺區數量 達到 500 個(gè)，整體儲能規模即可達到 100MWh，或可統一參與電網(wǎng)調度，實(shí)現云儲聚合， 負荷商由電網(wǎng)統一管理，就會(huì )形成一個(gè)局域的微網(wǎng)體系(虛擬電廠(chǎng))。 國內臺區配儲具備較大發(fā)展潛力。山東德州配儲的成功試點(diǎn)，給戶(hù)用分布式光伏的持續性 發(fā)展提供了新思路。根據大眾日報 23 年 2 月報道，2022 年底，山東電網(wǎng)公用配電臺區約 有 45.3 萬(wàn)個(gè)，臺區數量眾多。此外，隨著(zhù)新能源的裝機增加，儲能配比亦或不斷提高。臺 區配儲模式下，儲能和分布式新能源發(fā)電將實(shí)現相互促進(jìn)，長(cháng)期市場(chǎng)空間廣闊。
23/24 年整體裝機量有望達到 8/12GWh
GGII 預計 2023/2024 年工商儲裝機量分別可以達到 8/12GWh。今年以來(lái)，隨著(zhù)國內工商 儲政策不斷催化，各地分時(shí)電價(jià)政策落地、峰谷價(jià)差拉大，儲能投資成本下降，工商業(yè)儲 能的經(jīng)濟性逐步顯現，行業(yè)開(kāi)始快速發(fā)展，2023 年成為工商業(yè)儲能的發(fā)展元年。根據 GGII 的預測，2023/24 年我國工商業(yè)儲能的裝機量有望達到 8/12GWh，同比增長(cháng) 300%/50%。
千帆競發(fā)，格局未定
多方涌入賽道，企業(yè)各顯神通
集成商在產(chǎn)業(yè)鏈承上啟下, 開(kāi)發(fā)和運營(yíng)是打通產(chǎn)品與業(yè)主的核心環(huán)節。從儲能的產(chǎn)業(yè)鏈來(lái)看， 設備商向上游采購電芯材料、電子元器件等原材料產(chǎn)品，并制造儲能系統的關(guān)鍵模塊：電 池模組、BMS、EMS、變壓器、PCS 等，之后由系統集成商將上述多個(gè)模塊進(jìn)行集成，再 將系統銷(xiāo)售給下游業(yè)主或安裝運營(yíng)商。目前工商業(yè)儲能仍以三方持有占據較高比例，開(kāi)發(fā) 運營(yíng)商是打通產(chǎn)品與業(yè)主的關(guān)鍵角色。
工商儲的參與者目前主要可分為三類(lèi)：大儲/戶(hù)儲集成商&主要部件供應商、工商業(yè)儲能專(zhuān) 業(yè)集成商、電力能源企業(yè)(含分布式光伏企業(yè)等)。 1)大儲/戶(hù)儲集成商&主要部件(電芯、PCS 等)供應商：如比亞迪、陽(yáng)光電源、盛弘股 份等，通過(guò)外采其他部件，延長(cháng)產(chǎn)業(yè)鏈至集成環(huán)節，其優(yōu)勢在于成本與集成能力，更多的 介入在靠前端的集成環(huán)節。 2)工商業(yè)儲能專(zhuān)業(yè)集成商：如奇點(diǎn)能源、四象新能源等，大多具備電子電氣技術(shù)背景，不 涉及上游零部件環(huán)節，更加聚焦于分布式應用場(chǎng)景，將主要資源集中于產(chǎn)品的優(yōu)化及智能 運維方面。這類(lèi)企業(yè)如果能夠持續建立品牌和渠道等競爭壁壘，也有望進(jìn)一步擴大市場(chǎng)份 額。 3)電力能源企業(yè)：包括分布式光伏企業(yè)、綜合能源服務(wù)商、售電公司、電力 EPCO 服務(wù)商 等，如芯能科技、蘇文電能等，這類(lèi)企業(yè)可以復用傳統業(yè)務(wù)的銷(xiāo)售渠道快速拓展業(yè)務(wù)，優(yōu) 勢在于渠道端，更多的介入在靠后端的開(kāi)發(fā)、運營(yíng)環(huán)節。
開(kāi)發(fā)商：渠道資源打通橋梁，格局或將區域分散
項目以三方持有為主流，開(kāi)發(fā)商呈現本土化特征。目前由于業(yè)主方對于工商業(yè)儲能的認知 仍處在初期階段，不愿意承擔較大的資金及運營(yíng)風(fēng)險，從浙江省的備案項目來(lái)看，工商業(yè) 儲能也以第三方持有為主，因此 EPC 和運營(yíng)作為產(chǎn)業(yè)鏈的樞紐環(huán)節就顯得尤為重要，只有 掌握了足夠多的項目資源和應用場(chǎng)景，才能連通產(chǎn)品與下游需求。由于工商業(yè)儲能需要切 合終端場(chǎng)景應用，定制化程度往往較高，渠道能力是關(guān)鍵，具備客戶(hù)資源的本土企業(yè)在這 方面占據優(yōu)勢。從浙江省工商儲項目備案來(lái)看，12 月參與工商業(yè)儲能備案的 157 家企業(yè)中， 僅有 3 家為省外企業(yè)，絕大多數備案企業(yè)為當地企業(yè)。這些公司深入了解本土政策、具備 當地客戶(hù)資源，同時(shí)還具有產(chǎn)品資源或者開(kāi)發(fā)運營(yíng)經(jīng)驗，在本土開(kāi)發(fā)中也具備較強的競爭 力。
側重渠道資源復用，看好已進(jìn)入分布式、工商業(yè)電力能源行業(yè)的企業(yè)。開(kāi)發(fā)商與業(yè)主直接 連接，直接受益于下游工商儲需求增加。在這一環(huán)節，我們認為最有可能獲得渠道和項目 優(yōu)勢的企業(yè)為部分電力能源商，包括分布式光伏企業(yè)、綜合能源服務(wù)商、售電公司、電力 EPCO 服務(wù)商等。這類(lèi)企業(yè)多數位于華南、華東等分布式能源發(fā)達的地區，可以復用電力 能源業(yè)務(wù)的銷(xiāo)售渠道快速拓展儲能業(yè)務(wù)，或將率先受益于工商業(yè)儲能放量。
開(kāi)發(fā)運營(yíng)商或將繼續呈現區域分散的競爭格局。工商業(yè)儲能下游業(yè)主分散，用電規模不一， 應用需求差異化明顯，而且各個(gè)省份的政策差異較大。中小型項目業(yè)主多樣，規模較小， 且風(fēng)險難以評估，龍頭企業(yè)勢必難以覆蓋所有項目，因此具備資源的地區企業(yè)仍將在市場(chǎng) 占據一席之地。結合分布式光伏來(lái)看，1MW 以上的大規模工商業(yè)光伏主要由“五大六小” 發(fā)電集團開(kāi)發(fā)和持有(70%)，而小微工商業(yè)市場(chǎng)開(kāi)發(fā)營(yíng)運格局分散，地區小型開(kāi)發(fā)商占 95% 的市場(chǎng)份額，我們認為工商業(yè)儲能或將呈現相似格局，儲能發(fā)展環(huán)境較好的華東、華南地 區開(kāi)發(fā)商有望率先受益。
PCS&集成：集成商承上啟下，PCS 企業(yè)縱橫跨越
獲客能力與優(yōu)質(zhì)服務(wù)是集成商的重要競爭點(diǎn)。根據 GGII 統計，目前我國工商業(yè)儲能大多采 取直銷(xiāo)模式，系統集成商需要樣板工程來(lái)推廣產(chǎn)品，因此獲客能力是目前打開(kāi)局面的關(guān)鍵。 同時(shí)，作為長(cháng)時(shí)間運行的產(chǎn)品，工商儲系統需要供應商保證后續服務(wù)來(lái)獲得市場(chǎng)，在當前 設備分化不大的前提下，服務(wù)也是工商儲集成企業(yè)的重要競爭點(diǎn)。工商業(yè)儲能專(zhuān)業(yè)集成商 更加聚焦于分布式應用場(chǎng)景，可能有更強的品牌力，并且能夠提供更具有針對性的運維服 務(wù)。奇點(diǎn)能源、四象新能源等入行較早，出貨已經(jīng)具備一定規模。 PCS 企業(yè)縱橫跨越，有望受益于工商儲需求高增。目前，儲能一體機趨勢明顯，較多大儲 及戶(hù)儲的 PCS 企業(yè)橫向邁向工商儲領(lǐng)域，通過(guò)自制電池包與 PCS 配套，縱向延長(cháng)產(chǎn)業(yè)鏈 至集成環(huán)節。依靠其零部件自制能力及電子電氣技術(shù)背景，PCS 企業(yè)在成本與集成能力方 面具備明顯優(yōu)勢，有望受益于工商儲需求高增。
電芯：龍頭兼具研發(fā)成本優(yōu)勢，有望獲得產(chǎn)品溢價(jià)
電芯產(chǎn)線(xiàn)可與大儲相互切換，300+Ah 大電芯成為新趨勢。工商業(yè)儲能與大型儲能的電芯產(chǎn) 線(xiàn)可相互切換，目前主流產(chǎn)品均為 280Ah 鐵鋰電芯，隨著(zhù)工商業(yè)產(chǎn)品容量升級，各個(gè)廠(chǎng)家 也都開(kāi)始研發(fā)更大容量的儲能電芯，不少產(chǎn)品已經(jīng)開(kāi)始使用 300Ah 以上電芯。根據江蘇省 儲能行業(yè)協(xié)會(huì ) 12月不完全統計，寧德時(shí)代、陽(yáng)光電源、蜂巢能源等 20 多家公司都推出了 300Ah 以上的電芯，其中億緯鋰能和雄韜股份均已研發(fā)出 500+Ah 的超大容量電芯。
關(guān)注具備技術(shù)研發(fā)實(shí)力和成本優(yōu)勢的電芯龍頭企業(yè)。大電芯容量使串并聯(lián)數量減少、體積 能量密度更高，從而減少配套零件的數量，使得 BMS 管理難度降低，從而實(shí)現降本。同時(shí)， 儲能電池的循環(huán)壽命對于度電成本具有顯著(zhù)影響，技術(shù)迭代最終亦會(huì )體現在成本上的差異。 行業(yè)格局仍在持續變化，龍頭企業(yè)技術(shù)與研發(fā)實(shí)力強勁，規模效應下成本優(yōu)勢明顯，有望 繼續受益于工商業(yè)儲能放量;同時(shí)由于工商儲相對于大儲的成本壓力較小，優(yōu)質(zhì)產(chǎn)品有望 獲得產(chǎn)品溢價(jià)。
溫控：液冷成為標配，受益板塊放量
高能量密度對溫控提出更高要求，液冷成為產(chǎn)品標配。電芯容量升高、電站規模提升的同 時(shí)，熱管理方面的風(fēng)險也在提升，更大的體積會(huì )導致電池整體溫差不均，而更大的能量密 度會(huì )導致電芯產(chǎn)熱性的增加。相比于風(fēng)冷，液冷溫控技術(shù)中冷卻液比熱容高，散熱效果好; 同時(shí)，冷熱交換系數更高，溫控均勻度高。因此，隨著(zhù)單體系統電量的不斷增長(cháng)，電芯隔 膜和其他液冷逐步代替了風(fēng)冷的解決方案，根據 EESA 統計，在 SNEC 展會(huì )展出的產(chǎn)品中， 液冷產(chǎn)品在 215/372kWh 的產(chǎn)品中分別占 64%/90%。液冷產(chǎn)品逐漸成為產(chǎn)品標配，關(guān)注具 有儲能液冷布局的溫控公司。
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精選報告來(lái)源：未來(lái)智庫
報告出品方/作者：華泰證券，申建國、邊文姣、戚騰元
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